Schutzfunktion zur Überprüfung der Generator-Synchronisierung (ANSI 25)
Operationen synchronisieren
Eine der einfachsten Möglichkeiten, einen Generator zu beschädigen, ist es synchronisieren oder parallel mit dem elektrischen System synchronisieren. Phasenverschobene Synchronisationsvorgänge können die Restlebensdauer von Generatorrotoren und stationären Komponenten beschädigen oder reduzieren.
Generator Sync Check Schutzfunktion - ANSI 25 (auf dem Foto: Vintage Generator Synchroskop; Kredit: Jack Amick via Flickr)
Der Wert von 1,5 pro Einheit wurde von einem Torsionsüberwachungs-Datenerfassungssystem (EPRI-Projekt) bei a gemessen großes Kohlekraftwerk, das parallel zum 500-kV-Elektrizitätsversorgungssystem für Massenstrom war mit einer Winkeldifferenz von 12 Grad während der Synchronisation. Der Betrieb der Anlage bestätigte, dass das Turbinendeck wirklich wackelte.
Obwohl Turbinen im Allgemeinen so gebaut sind, dassBei Winkeldifferenzen von mehr als 10 Grad empfehlen die meisten Hersteller, die Synchronisation außerhalb der Phase auf maximal 10 Grad zu begrenzen.
Generator-Sync-Check-Relais sollten sowohl den manuellen als auch den automatischen Betriebsmodus überwachen Generatorschäden vermeiden von Bedienungsfehlern oder von fehlerhaften automatischen Synchronisationsrelais.
Eine Drehung des Synchroskops im Uhrzeigersinn bei den meisten Designs zeigt an, dass der Generator eine höhere Geschwindigkeit oder Frequenz als das elektrische System hat. Diese Bedingung ist wünschenswert, um die Wahrscheinlichkeit zu verringern, dass sich die Einheit in einem Motorbetriebsmodus befindet und beim Schließen des Leistungsschalters einen Rückleistungsschutz auslöst.
Die Spannungen sollten während des Synchronisierens an eine etwas höhere Generatorspannung angepasst werden, um eine Variation des Systems anstelle des Generators sicherzustellen.
Abbildung 1 - Synchronisierungsprüfung der Relaiseinstellungen
In Abbildung 1 sind die vorgeschlagenen Einstellungen für die Synchronisationsprüfrelais des Generators dargestellt. Die vorgeschlagenen Standardwinkel sind 5 Grad vor und 5 Grad zu spät. Die Berechnungen berücksichtigen den LeistungsschalterSchließzeiten und maximal zulässige Schlupfraten und bestimmen die Mindestsekunde pro Umdrehung und den ungünstigsten Fall. Die Mindestumdrehungen pro Sekunde des Oszilloskops dienen als Leitfaden für Vorgänge oder zum Einstellen der Relais für das automatische Synchronisieren. Die Scope-Umdrehungen können nicht schneller sein und sich innerhalb des Betriebsbereichs des Sync-Check-Relais befinden.
In diesem Fall ist der ungünstigste Winkel von 8,6 Grad entspricht den Herstellerempfehlungen nichtzu parallel, wenn der Winkel 10 Grad überschreitet. Die Erfahrung hat gezeigt, dass die vorgeschlagenen Einstellungen praktisch sind und den meisten Turbinenreglersystemen entsprechen.
Andere verfügbare Einstellungen in der neueren digitalenRelais können Verhältniskorrekturfaktoren für die Erhöhung der Transformatoranzapfungen enthalten, da die Generatorpotentiale normalerweise mit den Hochspannungspotentialen der Schaltanlage und den zulässigen prozentualen Spannungsunterschieden verglichen werden.
Anlagenbetreiber sollten jedoch Spannungsunterschiede begrenzen auf unter 5%, obwohl sie keine Wirkleistung darstellen und die Wellendrehmomente minimal sind.
Langsamer Schutz
Einige der neueren digitalen Sync-Check-Relaisfunktionen umfassen auch langsamer Schutz der Leistungsschalter. Sobald das Unterbrechungssteuersignal gesendet wird, dichtet es ein und der Schließvorgang kann nicht abgebrochen werden, da ein Kontakt 52a mit der Auslösespule in Reihe ist Dadurch wird verhindert, dass die Spule erregt wird, bis der Schalter tatsächlich geschlossen ist.
Die langsame Unterbrecherfunktion kann auf Betrieb eingestellt werdenFehler bei der Leistungsschalterunterbrechung, um die benachbarten Leistungsschalter zu löschen, wenn die Winkeldifferenzen 10 Grad oder mehr erreichen, was darauf hinweist, dass der Leistungsschalter aus mechanischen Gründen langsam schließt.
Maximale Menge an symmetrischem Wechselstrom
Die max. Der Betrag des symmetrischen Wechselstroms, der während des Synchronisierens bei Nennfrequenz fließt, kann durch den Ausdruck in Abbildung 2 angenähert werden.
Generatorseitige Spannung und Ohm aus den Abbildungen 1und 2 (aus dem vorherigen Artikel) wurden bei der Berechnung verwendet und auf die 765 kV-Seite reflektiert. Die dreiphasigen Kurzschluss-Ohm-Widerstände mit 765 kV wurden aus Abbildung 3 übertragen.
Abbildung 2 - Maximaler symmetrischer Synchronisationsstrom
Abbildung 2 zeigt, dass die 765 kV Strom wäre ungefähr 983 Ampere und die Generatorverstärker wären ungefähr 32.348 bei 30 Grad. Bei 60, 90 und 180 Grad wären die angenäherten Ströme von 765 kV für die in der Abbildung dargestellten Parameter 1897, 2682 bzw. 3793 Ampere. Der Generatorseitenstrom bei 180 Grad außerhalb wäre rund 124.767 Ampere.
Dies beinhaltet nicht den Gleichstromanteil oder den asymmetrischen Spitzenstrom, der ebenfalls vorhanden ist.
Das Luftspaltdrehmoment ist schwer zu berechnen und hängt von elektromechanischen Kräften, dem Widerstand des Schaltkreises und der Stärke der Leistungsübertragung aus Winkeldifferenzen ab.
Eine mögliche Schadensbewertung ist besonders kompliziert und mit der Spitzendrehmomente und die Eigenfrequenzen der Welle und andere mechanische Komponenten als Veranstaltungzerfällt. Die zugehörige Vorrichtung kann aufgrund von anderen Ereignissen oder Exkursionen, Anfahr- / Abschaltzyklen oder Entwurfs- oder Reparaturversuchen eine verkürzte Lebensdauer aufweisen, und ein schwerer Geräteschaden kann auftreten, wenn der Vorfall schwer genug ist.
Synchronisieren Sie den DG1 und DG2 Simulator
Referenz // Elektrische Berechnungen für Erzeugungsstationen von Thomas E. Baker (Hardcopy bei Amazon kaufen)